DPPA — Cơ chế mua bán điện trực tiếp

1. Hai cơ chế DPPA

Nghị định 57/2025/NĐ-CP quy định hai hình thức mua bán điện trực tiếp, khác nhau hoàn toàn về cách giao nhận điện và thủ tục:

1.1. Qua đường dây riêng (kết nối trực tiếp)

Đơn vị phát điện NLTT và khách hàng ký một hợp đồng mua bán điện (HĐMBĐ) duy nhất, giao nhận điện năng vật lý qua đường dây tự đầu tư, không đi qua lưới điện quốc gia. Đây là hình thức đơn giản nhất về thủ tục: hai bên tự đàm phán và ký hợp đồng, sau đó khách hàng chỉ cần báo cáo bằng văn bản (kèm bản sao hợp đồng) tới UBND cấp tỉnh, Tổng công ty/Công ty Điện lực sở tại và NSMO — không cần thẩm định hay chờ phê duyệt. Theo nội dung Nghị định, hình thức này không quy định ngưỡng công suất tối thiểu hay giới hạn loại hình NLTT cụ thể (khác với đường lưới quốc gia — xem mục 1.2), do đặc thù là đấu nối nhà máy → khách hàng trực tiếp, không dùng hạ tầng lưới công cộng.

1.2. Qua lưới điện quốc gia (cơ chế "hạch toán ảo")

Đây là hình thức phức tạp hơn, phổ biến với các nhà máy quy mô lớn không thể kéo đường dây riêng đến khách hàng ở xa. Về vật lý, điện vẫn đi qua lưới điện quốc gia như bình thường; DPPA chỉ là một lớp hợp đồng tài chính chồng lên trên, gồm 3 hợp đồng song song:

Hai bên (nhà máy & khách hàng) thỏa thuận sản lượng cam kết (Qc) và giá hợp đồng (Pc) trong hợp đồng kỳ hạn. Khi giá thị trường giao ngay biến động, khoản chênh lệch giữa giá thị trường và giá hợp đồng được thanh toán bù trừ giữa hai bên — do đó gọi là "hạch toán ảo" (không có dòng điện vật lý nào chảy trực tiếp từ nhà máy đến khách hàng, chỉ có dòng tiền chênh lệch). Một nhà máy có thể ký hợp đồng kỳ hạn với nhiều khách hàng DPPA cùng lúc, phân bổ theo tỷ lệ % sản lượng thực phát.

Vai trò các bên: NSMO (Công ty Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia) thẩm định hồ sơ đăng ký, quản lý đo đếm, công bố giá thị trường giao ngay; EVNEPTC ký hợp đồng giao ngay với nhà máy; Tổng công ty/Công ty Điện lực giữ hợp đồng bán lẻ vật lý với khách hàng;Cục Điện lực (Bộ Công Thương) nhận báo cáo và là cấp quyết định cuối cùng khi tạm ngừng/chấm dứt cơ chế.

Nguồn:NSMO — Hướng dẫn đăng ký tham gia DPPA (căn cứ Nghị định 57/2025/NĐ-CP)· Cập nhật: 12/8/2026

2. Kiểm tra điều kiện tham gia

3. Quy trình đăng ký (áp dụng cho đường dẫn qua lưới quốc gia)

Đường dây riêng không cần thẩm định (chỉ báo cáo). Đường dẫn qua lưới quốc gia có quy trình thẩm định qua NSMO, gồm 2 giai đoạn:

1. Hồ sơ chuẩn bị đăng ký — bên được ủy quyền gửi văn bản đề nghị, thỏa thuận nguyên tắc hợp đồng kỳ hạn, thông tin hiện trạng nhà máy/khách hàng, cam kết tuân thủ quy hoạch NLTT tới NSMO.
2. NSMO rà soát hồ sơ — trong 5 ngày làm việc.
3. Lấy ý kiến EVN & Tổng công ty/Công ty Điện lực — NSMO gửi hồ sơ, các đơn vị phản hồi trong 5 ngày làm việc.
4. Xác nhận khả năng chuyển đổi hợp đồng — EVN/Điện lực xác nhận khả năng ký PPA giao ngay/chuyển đổi hợp đồng bán lẻ, thêm 5 ngày làm việc.
5. NSMO tổng hợp, thông báo tiến độ dự kiến — thêm 5 ngày làm việc.
6. Đàm phán & ký 3 hợp đồng (xem mục 1.2), đồng thời đầu tư/nghiệm thu hạ tầng đo đếm, viễn thông đo xa theo quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh.
7. Đăng ký tham gia thị trường điện — nhà máy đăng ký tham gia trực tiếp thị trường bán buôn điện cạnh tranh.
8. Hồ sơ chính thức & thông báo vận hành — gửi văn bản xác nhận hoàn thành điều kiện + bản sao 3 hợp đồng; NSMO kiểm tra, báo cáo Bộ Công Thương, thông báo chính thức thời điểm vận hành DPPA cho các bên (báo trước ít nhất 24 giờ).

Riêng phần thẩm định hành chính (bước 2–5) đã mất tối thiểu ~20 ngày làm việc, chưa kể thời gian đàm phán hợp đồng và đầu tư hạ tầng đo đếm — đây là lý do khoảng cách giữa khung pháp lý (có hiệu lực từ 3/2025) và giao dịch đầu tiên vận hành thực tế khá dài (xem mục 6).

Nguồn:NSMO — Hướng dẫn đăng ký tham gia DPPA, Chương III (quy trình đăng ký)· Cập nhật: 12/8/2026

4. Cơ chế giá & phí

Giá trần: khung giá phát điện

Giá DPPA do hai bên tự đàm phán, nhưng không được vượt mức giá tối đa của khung giá phát điệntheo từng loại hình NLTT do Bộ Công Thương ban hành và cập nhật hàng năm. Khung giá đề xuất áp dụng năm 2026 (dự thảo, đang lấy ý kiến — chưa phải số chính thức, theo báo chí tổng hợp số liệu EVN trình Bộ Công Thương tháng 7/2026):

Đây là lần đầu tiên có khung giá riêng cho điện mặt trời tích hợp pin lưu trữ (BESS). Số liệu trên là đề xuất đang lấy ý kiến 14 địa phương tại thời điểm cập nhật trang này — cần đối chiếu Quyết định chính thức của Bộ Công Thương khi ban hành.

Phí trong đường dẫn qua lưới quốc gia

Ngoài giá điện đàm phán, khách hàng DPPA qua lưới quốc gia còn chịu các chi phí dịch vụ hệ thống điện: phí truyền tải, phí phân phối, phí điều độ vận hành hệ thống điện, phí điều hành giao dịch thị trường điện (trả cho NSMO) và tổn thất điện năng trên lưới. Chưa tìm được biểu phí chính thức (đồng/kWh) cho từng khoản — đây vẫn là điểm nghẽn đang được xử lý: tại Hội nghị sơ kết DPPA ngày 21/8/2025, Bộ Công Thương ghi nhận nguy cơ thu phí trùng (double-recovery) khi biểu giá bán lẻ điện chuyển sang 2 thành phần (giá công suất + giá điện năng) thí điểm từ 10/2025, và đã yêu cầu EVN rà soát lại cách tính phí thanh toán bù trừ qua lưới quốc gia.

Nguồn:Cổng Thông tin điện tử Chính phủ — Hội nghị sơ kết cơ chế DPPA, 21/8/2025· Cập nhật: 12/8/2026

5. Rủi ro cần lưu ý

• Không có ưu tiên huy động (priority dispatch): nhà máy NLTT tham gia DPPA vẫn bị điều độ như các nguồn khác — khi hệ thống cần cắt giảm công suất (nghẽn lưới, dư thừa nguồn...), NSMO huy động theo tiêu chí có lợi cho toàn hệ thống, không miễn trừ và không có cơ chế bồi thường riêng cho nhà máy DPPA bị cắt giảm ngoài kế hoạch. Nguồn: phân tích chuyên ngành (Tạp chí Năng lượng Việt Nam), chưa đối chiếu điều khoản cụ thể.
• Take-or-pay hay take-and-pay do hai bên tự thỏa thuận: Nghị định chỉ quy định "sản lượng cam kết (Qc)" trong hợp đồng kỳ hạn, không ấn định tỷ lệ bao tiêu bắt buộc. Thực tế thị trường: nhiều hợp đồng thương mại theo mô hình take-and-pay (khách hàng chỉ trả cho phần thực dùng); một số dự án FDI kết hợp cả take-or-pay (phần cam kết) và take-and-pay (phần vượt cam kết). Khi khách hàng tiêu thụ thấp hơn cam kết, phần chênh lệch thường được tính theo giá thị trường giao ngay cộng phí dịch vụ hệ thống, không theo giá hợp đồng đã ký.
• Rủi ro tỷ giá/lãi suất trong hợp đồng dài hạn: hợp đồng kỳ hạn thường kéo dài nhiều năm (theo thông lệ ngành, phổ biến 10–20 năm, khớp vòng đời khấu hao dự án) trong khi nhiều dự án NLTT vay vốn/nhập thiết bị bằng ngoại tệ — nên cân nhắc điều khoản điều chỉnh giá khi đàm phán. Đây là khuyến nghị rủi ro chung, không phải quy định bắt buộc trong Nghị định.
• Thủ tục kéo dài hơn kỳ vọng (đường dẫn qua lưới quốc gia): như mục 3 nêu, riêng phần thẩm định hành chính đã mất tối thiểu ~20 ngày làm việc — nên tính đến thời gian này khi lập kế hoạch dự án.

6. Giao dịch DPPA qua lưới quốc gia đầu tiên tại Việt Nam

Dù Nghị định 57/2025 có hiệu lực từ 3/3/2025, giao dịch DPPA qua lưới điện quốc gia đầu tiên chỉ chính thức vận hành từ ngày 1/6/2026 — hơn 15 tháng sau. Bên bán là Nhà máy điện mặt trời TTC Đức Huệ 2 (Long An, vận hành thương mại từ 19/5/2026), bên mua làSamsung Electronics Việt Nam Thái Nguyên (SEVT). Sản lượng cam kết khoảng70 GWh điện mặt trời/năm — tương đương nhu cầu điện của ~17.000 hộ gia đình, giúp giảm phát thải ước tính ~46.000 tấn CO₂/năm.

Khoảng cách hơn 1 năm giữa khung pháp lý và giao dịch đầu tiên phản ánh đúng nhận định của giới chuyên gia: hiệu quả DPPA "không đo bằng số văn bản pháp lý ban hành, mà bằng quy mô điện tái tạo được huy động thực tế" — nguyên nhân chủ yếu là thủ tục đầu tư kéo dài, triển khai chưa đồng bộ giữa các địa phương, chi phí giao dịch và thời gian chuẩn bị dự án lớn. Số liệu tổng hợp về số hợp đồng DPPA qua đường dây riêng đã ký (không cần thẩm định NSMO nên có thể nhiều hơn) chưa được công bố tập trung.

Nguồn:Báo Tuổi Trẻ, Báo Đầu Tư, Tạp chí Công Thương — giao dịch DPPA Samsung SEVT – TTC Đức Huệ 2 (1/6/2026)· Cập nhật: 12/8/2026chưa xác minh

Chỉ mang tính tham khảo — giá DPPA thực tế do hai bên tự đàm phán, không vượt khung giá phát điện tối đa do Bộ Công Thương ban hành (xem mục 4).

Ước tính đơn giản theo tỷ trọng tiêu thụ khung giờ đã chọn ở trên (mặc định 60% bình thường/22% thấp điểm/18% cao điểm, chỉnh được ở mục "Tùy chỉnh tỷ trọng khung giờ") — chưa gồm phí dịch vụ hệ thống điện nêu ở mục 4 (chưa có biểu phí chính thức để đưa vào tính toán).